RU2403376C1 - Method of well abandonment with collapsed production string - Google Patents
Method of well abandonment with collapsed production string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2403376C1 RU2403376C1 RU2009136099/03A RU2009136099A RU2403376C1 RU 2403376 C1 RU2403376 C1 RU 2403376C1 RU 2009136099/03 A RU2009136099/03 A RU 2009136099/03A RU 2009136099 A RU2009136099 A RU 2009136099A RU 2403376 C1 RU2403376 C1 RU 2403376C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- well
- head
- pipe section
- plug
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин со смятой эксплуатационной колонной, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения многолетнемерзлых пород ММП со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений АНПД.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the elimination of gas, gas condensate and oil wells with crumpled production casing located in hard-to-reach areas in the permafrost propagation zone with difficult to build reservoirs under conditions of abnormally low reservoir pressure ANP.
На месторождениях Западной Сибири имеется большое количество нефтегазовых залежей со сложно построенными коллекторами, в которых чередуются между собой пропластки различной проницаемости, в том числе песчаники и глины. При этом вторичное вскрытие таких залежей, то есть перфорация эксплуатационной колонны, осуществляется сплошным интервалом и двойной плотностью. Причем толщины таких залежей могут быть достаточно большими, что вынуждает осуществлять изоляцию залежи ликвидационным цементным мостом большой высоты, а это нередко приводит к низкой прочности и недолговечности ликвидационного цементного моста.In the fields of Western Siberia there are a large number of oil and gas deposits with complex reservoirs, in which interlayers of various permeability alternate, including sandstones and clay. In this case, the secondary opening of such deposits, that is, the perforation of the production string, is carried out by a continuous interval and double density. Moreover, the thickness of such deposits can be quite large, which forces isolation of the deposits with a high-altitude cement bridge, and this often leads to low strength and short-lived cement bridge.
На завершающей стадии разработки таких залежей большое количество скважин выбывает из эксплуатации по причине снижения пластового давления, обводненности, низкой продуктивности, смятия эксплуатационной колонны, обусловленного возникновением большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.At the final stage of developing such deposits, a large number of wells are decommissioned due to a decrease in reservoir pressure, water cut, low productivity, collapse of the production string due to the occurrence of a large difference in rock and bottomhole pressures, i.e. rock pressure and pressure in the well and the reservoir.
В этих условиях традиционными методами надежно ликвидировать скважину невозможно.Under these conditions, using traditional methods to reliably eliminate a well is impossible.
Известен способ ликвидации скважины, включающий установку цементного моста над продуктивным пластом, заполнение ствола скважины технологическим раствором, демонтаж фонтанной арматуры, установку на устье бетонной тумбы с репером [Патент 2074308].A known method of liquidation of a well, including the installation of a cement bridge over the reservoir, filling the wellbore with a technological solution, dismantling the fountain fittings, installing on the mouth of a concrete pedestal with a benchmark [Patent 2074308].
Недостатком этого способа при ликвидации скважин со смятой эксплуатационной колонной, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения ММП со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД, является недостаточная надежность. Способ не учитывает наличие ММП в приустьевой зоне скважины, периодическое растепление и замораживание крепи скважины. Способ не учитывает трудности транспортирования на устье ликвидируемой скважины необходимой техники и оборудования, не учитывает наличие смятия нижней части эксплуатационной колонны, не учитывает агрессивное воздействие пластовой воды на прочность цементного камня и разрушительное воздействие давления горных пород, во много раз превышающего забойное давление.The disadvantage of this method during the elimination of wells with a crushed production casing located in hard-to-reach areas in the area of the permafrost distribution with difficult-to-build reservoirs in the conditions of the oil production area is the lack of reliability. The method does not take into account the presence of permafrost in the wellhead zone of the well, periodic thawing and freezing of the well support. The method does not take into account the difficulties of transporting the necessary machinery and equipment at the mouth of the well being liquidated, does not take into account the crushing of the lower part of the production string, does not take into account the aggressive effect of formation water on the strength of cement stone and the destructive effect of rock pressure many times higher than bottomhole pressure.
Известен способ ликвидации скважины со смятой эксплуатационной колонной, включающий установку цементного моста в интервалах перфорации и смятия, заполнение ствола скважины технологическим раствором, установку цементного моста в башмаке кондуктора, заполнение ствола скважины в интервале ММП незамерзающей жидкостью, демонтаж фонтанной арматуры, установку на устье бетонной тумбы с репером [РД 08-347-00. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов.- М.: Госгортехнадзор, 2000. - 22 с. (п.2.2.3.3)].A known method of liquidating a well with a crumpled production casing, including installing a cement bridge in the perforation and crushing intervals, filling the wellbore with a technological solution, installing a cement bridge in the shoe of the conductor, filling the wellbore in the interval of permafrost with non-freezing fluid, dismantling the fountain reinforcement, installing it on the mouth of the concrete pedestal with a benchmark [RD 08-347-00. Instruction on the procedure for liquidation, conservation of wells and equipment of their mouths and trunks.- M .: Gosgortekhnadzor, 2000. - 22 p. (Clause 2.2.3.3)].
Недостатком этого способа при ликвидации скважин со смятой эксплуатационной колонной, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения ММП со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД, является недостаточная надежность. Способ не учитывает наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны. Он не учитывает агрессивное воздействие пластовой воды на прочность цементного камня и разрушительное воздействие давления горных пород, во много раз превышающего забойное давление, ведущие к разрушению цементного моста, нарушению его герметичности и к пропускам пластового газа через него, возникновению межколонных и внутриколонных перетоков. Кроме того, способ не учитывает трудности транспортирования на устье ликвидируемой скважины необходимой техники и оборудования.The disadvantage of this method during the elimination of wells with a crushed production casing located in hard-to-reach areas in the area of the permafrost distribution with difficult-to-build reservoirs in the conditions of the oil production area is the lack of reliability. The method does not take into account the presence of crushing of the lower part of the production string. It does not take into account the aggressive effect of formation water on the strength of cement stone and the destructive effect of rock pressure, many times higher than bottomhole pressure, leading to the destruction of the cement bridge, the violation of its tightness and to the passage of reservoir gas through it, the occurrence of intercolumn and intracolumn flows. In addition, the method does not take into account the difficulties of transporting necessary equipment and machinery at the wellhead of the well being liquidated.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа ликвидации скважины со смятой эксплуатационной колонной, расположенной в труднодоступной местности в зоне распространения ММП со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД.The challenge facing the creation of the invention is to develop a reliable method of liquidating a well with a crumpled production casing located in hard-to-reach areas in the area of the permafrost distribution with difficult to build reservoirs under the conditions of the API.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении надежной ликвидации скважин при минимальных капитальных затратах.Achievable technical result, which is obtained as a result of the creation of the invention, is to ensure reliable liquidation of wells with minimal capital costs.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе ликвидации скважины со смятой эксплуатационной колонной последнюю глушат, извлекают лифтовую колонну, промывают песчаную пробку на 20 м ниже интервала перфорации или смятия, шаблонируют эксплуатационную колонну и исправляют ее смятие, спускают в выпрямленную эксплуатационную колонну секцию труб меньшего диаметра на 1-2 м выше головы промытой песчаной пробки с размещением головы секции труб на 20-100 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование секции труб цементным раствором, не дожидаясь окончания периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ, продавливают секцию труб до головы промытой песчаной пробки, а после ОЗЦ проводят цементирование внутренней полости секции труб, заполняют ствол скважины над зацементированной секцией труб жидкостью глушения, устанавливают цементные мосты в башмаках технических колонн и в башмаке кондуктора, заполняют ствол скважины между цементными мостами жидкостью глушения, а в интервале ММП незамерзающей жидкостью, демонтируют фонтанную арматуру и колонную головку, устанавливают на устье бетонную тумбу с репером, либо в стволе скважины под устьем на глубине залегания нейтрального слоя устанавливают глухую пробку, заполняют цементным раствором внутренние полости колонной и трубной головок, центральной задвижки фонтанной арматуры и ствол скважины над глухой пробкой, а боковые отводы колонной и трубной головок и верхний фланец центральной задвижки фонтанной арматуры герметизируют глухими фланцами с установкой репера.The task and technical result are achieved by the fact that in the known method of liquidating a well with a crushed production casing, the latter is shut off, the lift casing is removed, the sand cork is washed 20 m below the perforation or crushing interval, the production casing is patterned and corrected, it is lowered into a straightened production casing a section of pipes of smaller diameter 1-2 m above the head of the washed sand cork with the head of the section of pipes 20-100 m above the roof of the reservoir, spend cement the pipe sections are cemented, without waiting for the end of the waiting period for the cement hardening, the cement is pressed through the pipe section to the head of the washed sand plug, and after the cemented strip, the pipe cavity is cemented, the wellbore is filled over the cemented pipe section with silencing fluid, cement bridges are installed in the technical shoes columns and in the shoe of the conductor, fill the wellbore between cement bridges with killing fluid, and in the interval of permafrost with non-freezing fluid, dismantle the fountain arm uru and the column head, a concrete stand with a benchmark is installed at the mouth, or a blind plug is installed in the well bore under the mouth at the depth of the neutral layer, the internal cavities of the column and pipe heads, the central valve of the fountain valves and the wellbore above the blind plug are filled with cement lateral branches of the column and pipe heads and the upper flange of the central valve of the fountain valves are sealed with blind flanges with the installation of a benchmark.
Реализация способа приведена на примере ликвидации газовой скважины, пробуренной по двух колонной конструкции с эксплуатационной колонной и кондуктором. Технических колонн в этой конструкции скважины нет. В рассматриваемой скважине (фиг.1) эксплуатационная колонна 1 проперфорирована на всю толщину продуктивного пласта 2 равномерно, двойной плотностью перфорации 3. Ствол скважины частично перекрыт песчаной пробкой 4. ГВК 5 поднялся выше забоя 6 скважины, перекрыв интервал перфорации 3. Нижняя часть эксплуатационной колонны 1 прокорродировала, имеет смятие 7, обусловленное возникновением в условиях АНПД большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.The implementation of the method is shown by the example of the liquidation of a gas well drilled in a two-column design with a production casing and a conductor. There are no technical columns in this well design. In the considered well (Fig. 1),
На фиг.1 показана конструкция ликвидированной скважины с установкой на устье бетонной тумбы, на фиг.2 - то же с установкой на устье колонной и трубной головок и центральной задвижки фонтанной арматуры.In Fig.1 shows the construction of the abandoned wells with the installation on the mouth of the concrete pedestals, in Fig.2 - the same with the installation on the mouth of the column and pipe heads and the central gate of the fountain valves.
Первоначально скважину глушат, извлекают лифтовую колонну (не показано). Промывают песчаную пробку 4 до глубины на 20 м ниже интервала перфорации 3 или смятия 7, либо до забоя 6 скважины, если он находится выше этой отметки. В рассматриваемом примере интервал перфорации 3 совпадает с интервалом смятия 7. Шаблонируют эксплуатационную колонну 1 и при наличии смятия определяют его местоположение, то есть местоположение интервала смятия 7, в скважине. Осуществляют работы по исправлению смятия 7 эксплуатационной колонны 1 по известной технологии до величины внутреннего диаметра, достаточного для спуска в нее секции обсадных труб меньшего диаметра 8. Спускают в выпрямленную эксплуатационную колонну 1 секцию обсадных или лифтовых труб 8 меньшего диаметра на 1-2 м выше головы промытой песчаной пробки 4 с размещением головы хвостовика на 20-100 м выше кровли продуктивного пласта 2.Initially, the well is jammed, an elevator column (not shown) is removed. The
Секцию труб 8 спускают в эксплуатационную колонну 1 для предотвращения дальнейшего смятия эксплуатационной колонны 1 из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях АНПД.The
Размещение секции труб 8 в указанном интервале осуществляется для обеспечения более надежного цементирования секции труб 8 и для обеспечения более надежного перекрытия интервала смятия 7 эксплуатационной колонны 1.The placement of the
Секцию труб 8 цементируют цементным раствором 9. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 9 в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт ПВС 18/11 или ПВС В1Н и полипропиленовое волокно. В качестве портландцемента можно использовать портландцемент ПТЦ 1-50 или ПТЦ 1-100, а в качестве полипропиленового волокна можно использовать полипропиленовое волокно под названием «фибра».The
Не дожидаясь окончания периода ожидания затвердевания цемента ОЗЦ, продавливают секцию труб 8 до головы промытой песчаной пробки 4, а после ОЗЦ проводят цементирование внутренней полости секции труб 8 цементным раствором 9 того же состава. Зацементированная секция труб 8 играет роль армированного нижнего ликвидационного цементного моста, он более прочен по сравнению с классическим нижним ликвидационным цементным мостом, выполненным из чистого цемента.Without waiting for the end of the waiting period for cement hardening OZZ, push the
После повторного ОЗЦ осуществляют заполнение ствола скважины, эксплуатационной колонны 1 жидкостью глушения 10. В качестве жидкости глушения 10 можно использовать водные растворы хлорида кальция, либо хлорида калия, хлорида натрия.After re-filling, the wellbore,
Далее в башмаке кондуктора 11 устанавливают верхний цементный мост 12. Выше него, в интервале ММП 13, ствол скважины, внутреннюю полость эксплуатационной колонны 1 заполняют незамерзающей жидкостью 14.Next, in the shoe of the
Затем осуществляют герметизацию устья скважины. Герметизацию устья можно провести путем демонтажа фонтанной арматуры и колонной головки (не показано), после чего на устье скважины устанавливают бетонную тумбу 15 с репером 16.Then carry out the sealing of the wellhead. Sealing the mouth can be done by dismantling the fountain fittings and the column head (not shown), after which a
В условиях больших перепадов температур окружающего воздуха, а также в условиях труднодоступности местности, при высокой степени заболоченности или заозеренности территории, при отсутствии дорог к скважине, наиболее оптимальной герметизацией устья (фиг.2) является его герметизация путем размещения в стволе скважины, во внутренней полости эксплуатационной колонны 1, под устьем на глубине залегания нейтрального слоя глухой пробки 17, выше которой внутренние полости колонной 18 и трубной 19 головок, центральной задвижки 20 фонтанной арматуры и ствол скважины, эксплуатационную колонну 1 заполняют цементным раствором 9 того же состава. Боковые отводы колонной 18 и трубной 19 головок и верхний фланец центральной задвижки 20 фонтанной арматуры герметизируют глухими фланцами 21. На верхнем фланце центральной задвижки 20 фонтанной арматуры устанавливают репер 16.In conditions of large differences in ambient temperature, as well as in difficult terrain, with a high degree of bogging or graininess of the territory, in the absence of roads to the well, the most optimal sealing of the mouth (figure 2) is its sealing by placement in the wellbore, in the internal
Пример реализации способа в скважине № 314 Вынгапуровского месторождения.An example implementation of the method in well No. 314 of the Vyngapurovsky field.
Первоначально скважину заглушили. Из скважины извлекли лифтовую колонну диаметром 114 мм. Промыли песчаную пробку с помощью колтюбинговой установки до глубины на 20 м ниже интервала перфорации. Прошаблонировали эксплуатационную колонну и устранили ее смятие оправочным инструментом до величины, равной 148 мм. В выпрямленную эксплуатационную колонну диаметром 168 мм спустили секцию лифтовых труб диаметром 114 мм из состава ранее извлеченной из скважины лифтовой колонны до глубины на 2 м выше головы промытой песчаной пробки, до глубины 1180 м. Голову секции лифтовых труб разместили на 100 м выше кровли продуктивного пласта. В качестве лифтовых труб использовали отбракованные, негерметичные лифтовые трубы.Initially, the well was plugged. An elevator column with a diameter of 114 mm was removed from the well. The sand plug was washed with a coiled tubing unit to a depth of 20 m below the perforation interval. The production casing was propped and its collapse was eliminated with a mandrel tool to a value of 148 mm. A section of lift pipes with a diameter of 114 mm was lowered into a straightened production casing with a diameter of 168 mm from the composition of the lift casing previously removed from the well to a depth of 2 m above the head of the washed sand plug, to a depth of 1180 m. The head of the lift pipe section was placed 100 m above the top of the reservoir . As elevator pipes, rejected, leaky elevator pipes were used.
Секцию лифтовых труб зацементировали цементным раствором, содержащим портландцемент ПТЦ 1-50, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт ПВС 18/11 и полипропиленовое волокно «фибра». Полипропиленовое волокно - «фибра» выполнено из полипропилена C3H6, представляет собой моноволокнистое вещество, поверхность которого покрыта составом, способствующим рассеиванию и сцеплению с цементным раствором, длина волокна 6 мм, диаметр волокна 18 микрон.Section of elevator pipes was cemented with cement mortar containing Portland cement PTC 1-50, superplasticizer C-3,
Не дожидаясь окончания периода ОЗЦ, продавили секцию лифтовых труб до головы промытой песчаной пробки, до упора.Without waiting for the end of the OZC period, they squeezed a section of elevator pipes up to the head of the washed sand plug, all the way.
После ОЗЦ провели цементирование внутренней полости секции лифтовых труб цементным раствором того же состава. После повторного ОЗЦ ствол скважины над зацементированной секцией лифтовых труб заполнили водным раствором хлорида кальция плотностью 820 кг/м3.After OZC cemented the inner cavity of the section of the elevator pipes with cement mortar of the same composition. After repeated OZZ, the wellbore over the cemented section of the lift pipes was filled with an aqueous solution of calcium chloride with a density of 820 kg / m 3 .
Далее в башмаке кондуктора установили верхний цементный мост, выше которого в интервале ММП ствол скважины заполнили в качестве незамерзающей жидкости водным раствором хлорида кальция плотностью 820 кг/м3.Then, an upper cement bridge was installed in the conductor shoe, above which, in the interval of IMF, the wellbore was filled as an anti-freezing liquid with an aqueous solution of calcium chloride with a density of 820 kg / m 3 .
Затем осуществили герметизацию устья скважины. После демонтажа фонтанной арматуры и колонной головки на устье скважины установили бетонную тумбу с репером.Then carried out the sealing of the wellhead. After dismantling the fountain fittings and the column head, a concrete pedestal with a bench was installed at the wellhead.
Предлагаемый способ ликвидации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин со смятой эксплуатационной колонной, расположенных в труднодоступной местности в зоне распространения ММП со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД, более надежен по сравнению с аналогами. Он обеспечивает надежную изоляцию ликвидированной скважины от продуктивного пласта за счет установки в интервалах перфорации и смятия эксплуатационной колонны секции труб меньшего диаметра, зацементированных с наружной и внутренней стороны цементным раствором повышенного качества, устраняет дальнейшее смятие эксплуатационной колонны и предотвращает поступление пластовых вод в скважину за счет перекрытия интервалов перфорации и смятия секцией труб большой протяженностью, способствует снижению выноса песка из залежи, предотвращает дальнейшее разрушение эксплуатационной колонны и обеспечивает более длительный срок сохранения герметизации устья. Позволяет значительно снизить затраты на ликвидацию скважины, в том числе на устранение необходимости вывоза демонтированного оборудования и извлеченных ируб с устья ликвидированной скважины. Кроме того, обеспечивает в случае необходимости возможность ввода скважины в эксплуатацию при минимальных затратах на ее разликвидацию.The proposed method for the elimination of gas, gas condensate and oil wells with crumpled production casing located in hard-to-reach areas in the area of the permafrost distribution with difficult to build reservoirs under the conditions of oil production, is more reliable than its counterparts. It provides reliable isolation of the abandoned well from the reservoir by installing sections of pipes of smaller diameter cemented from the outside and inside with cement mortar of improved quality in the intervals of perforation and crushing of the production string, eliminates further crushing of the production string and prevents formation water from entering the well due to overlapping intervals of perforation and crushing section of the pipe long length, helps to reduce the removal of sand from the reservoir, preventing t further destruction of the production casing and provides a longer shelf life of the sealing of the mouth. It allows to significantly reduce the cost of well abandonment, including the elimination of the need to remove dismantled equipment and recovered logs from the wellhead of the abandoned well. In addition, it provides, if necessary, the possibility of putting the well into operation at the minimum cost of its elimination.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009136099/03A RU2403376C1 (en) | 2009-09-29 | 2009-09-29 | Method of well abandonment with collapsed production string |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009136099/03A RU2403376C1 (en) | 2009-09-29 | 2009-09-29 | Method of well abandonment with collapsed production string |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2403376C1 true RU2403376C1 (en) | 2010-11-10 |
Family
ID=44026053
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009136099/03A RU2403376C1 (en) | 2009-09-29 | 2009-09-29 | Method of well abandonment with collapsed production string |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2403376C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531965C1 (en) * | 2013-08-23 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well abandonment |
| RU2534262C1 (en) * | 2013-06-18 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations |
| CN109372465A (en) * | 2018-09-29 | 2019-02-22 | 中国石化江汉油田分公司江汉采油厂 | A kind of method for blocking for empty well cylinder abandoned well |
| RU2770831C1 (en) * | 2021-04-15 | 2022-04-22 | Акционерное общество "НЬЮ ГРАУНД" | Method for eliminating freezing and control wells when installing mine shafts using hydrojet technology and a system for its implementation |
| CN114961632A (en) * | 2022-04-24 | 2022-08-30 | 中国石油天然气集团有限公司 | Underground three-level environment-friendly treatment method for difficult and complicated well |
-
2009
- 2009-09-29 RU RU2009136099/03A patent/RU2403376C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов, РД 08-347-00. - М.: ГОСГОРТЕХНАДЗОР, 2000, с.22. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534262C1 (en) * | 2013-06-18 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations |
| RU2531965C1 (en) * | 2013-08-23 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of well abandonment |
| CN109372465A (en) * | 2018-09-29 | 2019-02-22 | 中国石化江汉油田分公司江汉采油厂 | A kind of method for blocking for empty well cylinder abandoned well |
| RU2770831C1 (en) * | 2021-04-15 | 2022-04-22 | Акционерное общество "НЬЮ ГРАУНД" | Method for eliminating freezing and control wells when installing mine shafts using hydrojet technology and a system for its implementation |
| CN114961632A (en) * | 2022-04-24 | 2022-08-30 | 中国石油天然气集团有限公司 | Underground three-level environment-friendly treatment method for difficult and complicated well |
| CN114961632B (en) * | 2022-04-24 | 2023-01-24 | 中国石油天然气集团有限公司 | Underground three-level environment-friendly treatment method for difficult and complicated well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2403376C1 (en) | Method of well abandonment with collapsed production string | |
| NO330425B1 (en) | Multipurpose Pipeline System, a Pipeline Extension and a Method for Extending a Pipeline String | |
| RU2576422C1 (en) | Method of physical abandonment of wells | |
| RU2354803C1 (en) | Method for well repair | |
| RU2418152C1 (en) | Abandonment method of oil-and-gas well located in water area of shallow water reservoir | |
| RU2436932C1 (en) | Procedure for abandonment of well with multitude of intervals of leakage of production string | |
| DK179197B1 (en) | Process for controlling the production of hydrocarbons from an underground reservoir | |
| RU2530003C1 (en) | Method of well abandonment | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| RU2441135C1 (en) | Method of abandonment of oil-and-gas well with production string multiple untight sections | |
| RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
| RU2527446C1 (en) | Method of well abandonment | |
| RU2564316C1 (en) | Method of completion of horizontal production well construction with deposit interval hydraulic fracturing | |
| RU2739181C1 (en) | Insulation method for behind-the-casing flows in production well | |
| RU2715481C1 (en) | Casing string repair method in well (versions) | |
| RU2435935C1 (en) | Procedure for abandonment of well with multitude of intervals of production string leakage in zone of permafrost rock | |
| MX2011002317A (en) | Lining of well bores with expandable and conventional liners. | |
| RU2172384C2 (en) | Method of drilling of auxiliary wellbore from flow string | |
| RU2295628C1 (en) | Well construction method | |
| RU2618538C1 (en) | Procedure for water shutoff treatment in well | |
| RU2439288C1 (en) | Method of oil and gas well abandonment with multiple unsealed intervals in operation column in rough terrain | |
| RU155018U1 (en) | DEVICE FOR PHYSICAL LIQUIDATION OF WELLS | |
| RU2195545C1 (en) | Method of isolating flushed zones in producing and injection wells | |
| RU2539060C1 (en) | Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure | |
| Sidle | Technology Update: Flexible, Single-Skin Completion Concept Meets Well Integrity, Zonal Isolation Needs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110930 |